Na última quarta-feira, 7, o Rio de Janeiro foi palco de duas sessões públicas de leilão conduzidas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). O conjunto do 6º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão (OPC) e do 4º Ciclo da Oferta Permanente de Partilha (OPP) entregou um total de R$ 3,54 bilhões em bônus de assinatura, marcando a maior arrecadação desde o início da Oferta Permanente e o maior número de blocos arrematados em um ciclo de partilha.
Bacias
No 6º Ciclo de Concessão, foram adquiridos 49 blocos exploratórios, dos 308 disponíveis, em uma área de 35,3 mil km². O bônus de assinatura atingiu R$ 3.005.659.796,14, com um ágio médio de 3.511,27 %. O investimento mínimo previsto apenas na fase de exploração é de R$ 1,58 bilhão. Das 46 empresas qualificadas, dez apresentaram ofertas e nove foram vitoriosas. Três das cinco áreas de acumulação marginal também foram arrematadas, gerando R$ 1,594 milhões em bônus, ágio de 442,18 % e investimento previsto de R$ 4,5 milhões, com duas empresas vencedoras.
O gigante Petrobras liderou a disputa, adquirindo 19 dos 49 blocos e obtendo 99,7 % do valor do bônus. Na Bacia de Campos, a companhia pagou R$ 2,97 bilhões por 12 blocos, enquanto na Bacia do Ceará, operando em consórcio 70 %/30 % com a QatarEnergy, arrecadou R$ 28,46 milhões por sete blocos. A Águila, Eneva, Origem Energia, Alvopetro, PetroReconcavo, Petrom e Tucano Serviços completaram as demais aquisições, com valores variando de R$ 50 mil a R$ 5,14 milhões.
Nas bacias terrestres, os valores foram mais modestos. Na Potiguar, a Águila pagou R$ 1,6 milhão por oito blocos e a PetroReconcavo obteve um bloco por R$ 205 mil. Na Bacia do Tacutu, a Águila arrematou dois blocos por R$ 154 mil cada. No Recôncavo, a Águila adquiriu quatro blocos por R$ 308 mil, enquanto a PetroReconcavo pagou R$ 155 mil por outro. A Bacia do Parnaíba viu a Eneva pagar R$ 1,5 milhão por seis blocos e a Petrom R$ 50 mil por dois. Em Tucano Sul, a Tucano Serviços arrematou blocos por R$ 5,14 milhões, representando o maior ágio em terra (10.181 %).
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Os blocos de Campos concentram 92 % do bônus, com ágios entre 17.821 % e 21.026 %. Sem eles, o ágio médio cai para 246 %. Apenas dez blocos tiveram disputa, e 19 foram arrematados pelo valor mínimo. Na Bacia de Campos, a Petrobras superou ofertas do consórcio da TotalEnergies e da QatarEnergy em cinco blocos. Não houve ofertas para os setores das bacias de Santos e do Espírito Santo, nem para quatro dos cinco setores da Potiguar.
Partilha
No 4º Ciclo de Partilha, sete dos 13 blocos ofertados foram arrematados, todos localizados no Polígono do Pré-Sal. Na Bacia de Campos, a Prio adquiriu Magnetita e Hematita (100 % cada), enquanto a Petrobras obteve Azurita (100 %). Na Bacia de Santos, a CNOOC Petroleum e a Sinopec arremataram Jade (70 %/30 %), a Petrobras obteve Cruzeiro do Sul (100 %), a Equinor comprou Rubi (100 %) e Rodocrosita (70 %/30 % em consórcio com a Galp). Os excedentes em óleo para a União variaram de 7,18 % a 32,80 %, com ágio médio de 108,38 %. Os maiores ágios foram Rodocrosita (494,64 %), Hematita (315,03 %) e Azurita (139,81 %). Seis empresas apresentaram ofertas, todas vitoriosas.
Os bônus de assinatura dos sete blocos somaram R$ 530.466.522,04, enquanto os investimentos mínimos previstos na fase de exploração são de R$ 778,4 milhões. O recorde anterior de blocos arrematados em um ciclo de partilha era de cinco, no 3º Ciclo de 2025. Com esse resultado, o número de blocos exploratórios no regime aumentou de 13 para 22, e a área sob partilha cresceu 58 %, de 24,8 mil km² para 39,2 mil km².
Modalidades
A Oferta Permanente tornou-se a principal modalidade de licitação de petróleo e gás no Brasil. Em vez de rodadas fixas, blocos e áreas de acumulação marginal permanecem disponíveis continuamente, e as empresas inscritas apresentam declarações de interesse acompanhadas de garantias de oferta.
Desde 2010, o país mantém um regime misto: áreas no Polígono do Pré-Sal e as consideradas estratégicas pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) são licitadas em partilha, enquanto as demais são concedidas. Na concessão, vence quem oferece o maior bônus de assinatura, a partir de um mínimo do edital, e o maior programa exploratório mínimo na primeira fase; se houver descoberta de petróleo ou gás, a empresa pode comercializar a produção, pagando royalties e participação especial. Em áreas com acumulações marginais, o critério é apenas o bônus.
Na partilha, o bônus é fixo, e vence quem oferece o maior percentual de excedente em óleo à União, que é o que sobra após a recuperação de custos (o chamado custo em óleo). A parte da União é comercializada pela Pré-Sal Petróleo (PPSA).
